页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法
【专利摘要】本发明公开了一种页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其步骤如下：a、借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内砂堤运移过程，获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频；b、利用灰度处理法和逐点扫描法，获取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线，利用线性回归法获得不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数；c、根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函数，并进行相应支撑剂形态铺置，实现组合加砂压裂裂缝导流能力评价。本方法能够简单、准确的实现页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力的定量评价，为优化组合加砂压裂设计、提高页岩压裂裂缝导流能力提供实验支撑。
【专利说明】页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法
[0001]
【技术领域】
[0002] 本发明涉及页岩气组合加砂压裂裂缝能力评价【技术领域】。
【背景技术】
[0003] 页岩储层具有低孔、低渗，天然裂缝发育的特征。目前，以大规模、大排量的水平井 多级压裂技术广泛应用于页岩储层，通过形成有效的复杂裂缝网络增大储层改造体积，大 幅提升气井产量。然而，复杂缝网中支撑剂运移以及裂缝导流能力的不确定性均给页岩储 层改造带来巨大影响，严重影响了储层的有效改造。因此，通过室内可视化缝网内支撑剂流 动模拟实验装置观察支撑剂的运移规律，对页岩气组合加砂压裂裂缝中支撑剂导流能力进 行定量评价，可加强缝网内支撑剂运移规律的认识，对页岩储层施工参数优化，提高裂缝导 流能力均具有重要意义。
[0004] 作者为吴顺林、李宪文、张矿生、唐梅荣、李向平和达引朋，在刊名为《断块油气田》 的期刊文件上发表了一篇篇名为"一种实现裂缝高导流能力的脉冲加砂压裂新方法"的期 刊文献，其发表日期为2014年01期，其主要内容公开了：鄂尔多斯盆地致密油藏储量大、分 布稳定，是长庆油田5 000万吨上产、稳产的重要接替资源。该类油藏由于储层致密、物性 差，前期改造效果差，常规压裂技术难以有效动用，急需开辟一条新途径进行油藏的有效 改造。文中结合鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏自身特征，阐述了〃脉冲式加砂、纤维压裂液 携砂及等间簇射孔〃的一种新型压裂改造技术，在压裂裂缝中通过支撑剂的交替充填，形 成稳定的流动通道网络，使裂缝具备较高的导流能力，从而达到提高单井产量的目的。通 过3 口直井的现场试验，与常规压裂井进行了对比分析。采用高导流能力的脉冲加砂压裂 技术，压后初期裂缝导流能力提高14. 1%，试油产量、投产产量、单位压差累计产油量和产 能指数均比常规压裂井高I. 1~1. 4倍，取得了较好的现场应用效果。
[0005] 但目前，国内外还未见有页岩储层滑溜水组合加砂压裂裂缝支撑剂导流能力进行 室内定量评价的方法，因此本发明具有一定的创新性和前瞻性。
【发明内容】
[0006] 本发明旨在针对上述现有技术所存在的缺陷和不足，提供一种页岩气组合加砂压 裂裂缝导流能力评价方法，本方法能够简单、准确的实现页岩气组合加砂压裂裂缝导流能 力的定量评价，为优化组合加砂压裂设计、提高页岩压裂裂缝导流能力提供实验支撑。
[0007] 本发明是通过采用下述技术方案实现的： 一种页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于步骤如下： a、 借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝 内砂堤运移过程，获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频； b、 利用灰度处理法和逐点扫描法，获取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线，利用线性回归 法获得不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数； C、根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函 数，并进行相应支撑剂形态铺置，实现组合加砂压裂裂缝导流能力评价。
[0008] 所述借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压 裂裂缝内砂堤运移过程，在实验温度为室温的情况下，其主要步骤如下： (1) 调整人工裂缝中两个透明板之间的距离，使裂缝宽度为3_ ; (2) 以现场缝内流态、流速为基准，根据相似准则，模拟实验条件下的泵注排量分别 为6. 5 L/min、9. 18L/min，砂浓度分别为100Kg/m3、160Kg/m3、支撑剂采用100目石英砂与 40/70目陶粒组合加砂模式的运移情况； (3) 称取相应支撑剂并放入储砂罐中备用； (4) 泵注滑溜水，使裂缝中充满液体，形成循环形回路； (5) 开启支撑剂混砂单元中变速电机，调节储砂罐下方的刮片，使进入裂缝的砂浓度达 到设计要求； (6) 从支撑剂进入裂缝开始到所配滑溜水全部泵送完毕，整个过程用摄像设备记录砂 堤的展布形态以及相关参数； (7) 对取得的影像资料进行分析处理。
[0009] 组合加砂压裂砂堤展布形态记录、描述及砂堤分布形状函数建立，其方法具体 是： (1) 借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂 缝内砂堤运移过程，并获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频； (2) 利用灰度处理法，将获取的视频内相应时刻的图片像素点作灰度处理，对整个图片 进行逐点扫描，提取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线； (3) 将提取的砂堤分布曲线利用线性回归法，建立不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数 (X)，f2 (X)，......，4&)，具体公式为：；^(1)=313+匕12+01+(1，式中，3，13，（3，（1为实验拟合系 数； (4) 根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函 数 F1 (X)，F2 (X)，......，Fn(X);具体公式为=F1 (X) Sa1Xib1Xic1X+!^，式中，a" Id1, C1, (I1 为几何 相似转化系数； (5) 重复步骤（1-4)，根据组合加砂砂堤展布变化，获取API导流室内不同时刻砂堤分 布形状函数 F1U, t)，F2 (X，t),......，Fn(x, t)。
[0010] 组合加砂压裂裂缝导流能力API测试与评价，其方法具体是： (1)根据得到的API导流室不同支撑剂分布形状函数F1Oc, t)，F2 (x，t)，……，Fn(x， t)，并采用数值积分得到不同支撑剂（100目石英砂、40/70目陶粒)的铺置面积A1,A2,……， An，并在金属板上绘制不同支撑剂形状函数F1Oc, t)，F2 (x，t)，……，Fn(x，t)曲线； API室内支撑剂铺置面积A的计算公式为：
【权利要求】
1. 一种页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于步骤如下： a、 借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝 内砂堤运移过程，获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频； b、 利用灰度处理法和逐点扫描法，获取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线，利用线性回归 法获得不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数； c、 根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函 数，并进行相应支撑剂形态铺置，实现组合加砂压裂裂缝导流能力评价。
2. 根据权利要求1所述的页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于：所述借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂缝内 砂堤运移过程，在实验温度为室温的情况下，其主要步骤如下： (1) 调整人工裂缝中两个透明板之间的距离，使裂缝宽度为3_ ; (2) 以现场缝内流态、流速为基准，根据相似准则，模拟实验条件下的泵注排量分别 为6. 5 L/min、9. 18L/min，砂浓度分别为100Kg/m3、160Kg/m3、支撑剂采用100目石英砂与 40/70目陶粒组合加砂模式的运移情况； (3) 称取相应支撑剂并放入储砂罐中备用； (4) 泵注滑溜水，使裂缝中充满液体，形成循环形回路； (5) 开启支撑剂混砂单元中变速电机，调节储砂罐下方的刮片，使进入裂缝的砂浓度达 到设计要求； (6) 从支撑剂进入裂缝开始到所配滑溜水全部泵送完毕，整个过程用摄像设备记录砂 堤的展布形态以及相关参数； (7) 对取得的影像资料进行分析处理。
3. 根据权利要求1或2所述的页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在 于：组合加砂压裂砂堤展布形态记录、描述及砂堤分布形状函数建立，其方法具体是： (1) 借助可视化缝网内支撑剂流动模拟实验装置，模拟页岩气滑溜水组合加砂压裂裂 缝内砂堤运移过程，并获取不同实验条件下组合加砂压裂的砂堤运移视频； (2) 利用灰度处理法，将获取的视频内相应时刻的图片像素点作灰度处理，对整个图片 进行逐点扫描，提取不同粒径支撑剂砂堤分布曲线； (3) 将提取的砂堤分布曲线利用线性回归法，建立不同粒径支撑剂砂堤分布形状函数 (X)，f2 (X)，......，4&)，具体公式为：；^(1)=313+匕12+01+(1，式中，3，13，（3，（1为实验拟合系 数； (4) 根据API导流室尺寸规格，利用几何相似原理，建立API导流室内砂堤分布形状函 数 F1 (X)，F2 (X)，......，Fn(X);具体公式为=F1 (X) Sa1Xib1Xic1X+!^，式中，a" Id1, C1, (I1 为几何 相似转化系数； (5) 重复步骤（1-4)，根据组合加砂砂堤展布变化，获取API导流室内不同时刻砂堤分 布形状函数 F1U, t)，F2 (X，t),......，Fn(x, t)。
4. 根据权利要求3所述的页岩气组合加砂压裂裂缝导流能力评价方法，其特征在于：组合加砂压裂裂缝导流能力API测试与评价，其方法具体是： (1)根据得到的API导流室不同支撑剂分布形状函数F1Oc, t)，F2 (x，t)，……，Fn(x， t)，并采用数值积分得到不同支撑剂（100目石英砂、40/70目陶粒)的铺置面积A1,A2,……， An，并在金属板上绘制不同支撑剂形状函数F1Oc, t)，F2 (x，t)，……，Fn(x，t)曲线； API室内支撑剂铺置面积A的计算公式为：
式中，A-支撑剂铺置面积，cm2 ; L一支撑剂铺置长度，cm ; (2) 根据铺置面积A1, A2,……，An及铺置厚度H，得到不同支撑剂的铺置质量Wpl， Wp2， ，Wpn ; 导流能力评价实验中所需支撑剂质量： Wp =AxHxp 式中：Wp+支撑剂质量，g ; A-支撑剂铺置面积，cm2 ; H-支撑剂铺置厚度（即裂缝宽度W,)，cm ; # 一支撑剂体积密度，g/cm3 ; (3) 将称好的支撑剂在导流室的金属板上均匀铺置，未被支撑剂充填的区域假设为闭 合缝，用致密材料代替充填； (4) 将另外一片金属板放在铺置好的支撑剂充填层上面，同时将带有方形密封圈的上 活塞放入导流室内，用手往下慢推直到接触金属板； (5) 将组装好的导流室放在液压框架的两平行板之间，通过液压装置提升下平板加液 压，直到加载速率为3500kPa/min ; (6) 通过"FCTS-1压裂酸化裂缝导流能力测试分析系统"调节实验气体排量，使其稳定 在 10(Tl09mL/min ; (7) 启动计算机，输入实验参数； (8) 在设定的闭合压力下让气体通过支撑剂充填层； (9) 逐级增加闭合压力，重复（8)的步骤，得到不同闭合压力下支撑剂充填层的渗透率 和导流能力； (10) 记录测试孔进口压力A与测试孔出口压力A ; (11) 所有数据通过数据采集系统输送至计算机，计算机每30秒记录一次数据，最后自 动计算支撑剂充填层的导流能力和渗透率； 支撑剂充填层的导流能力按以下公式计算：
式中：<一充填层的气测渗透率，/nf ; Q0一气体流量，cm3/s ; Pcl-标准大气压； P g一测试气体粘度，mPa. s ; Z-两测压孔间的距离Z=12. 7cm ; r一导流室宽度，W=3. 81cm; A-测试孔进口压力（上游压力），kPa ; A-测试孔出口压力（下游压力），kPa ; Wf一支撑剂充填层的厚度，cm ; kWf一支撑剂充填层气测导流能力，/i?r'.ciri。
【文档编号】E21B43/267GK104358554SQ201410743602
【公开日】2015年2月18日 申请日期:2014年12月9日 优先权日:2014年12月9日
【发明者】尹丛彬, 李彦超, 王丹, 王素兵, 朱炬辉, 李莹, 熊雨然, 段明锋, 刘静 申请人:中国石油集团川庆钻探工程有限公司